CC BY
22
О РЕЗУЛЬТАТАХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ СПОСОБОМ СНЯТИЯ ГРАФИКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ФОНТАНИРУЮЩЕМ ПОДЪЕМНИКЕ
Новрузова С.Г. ©
Диссертант кафедры «Нефтегазовая инженерия», Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
Аннотация
В статье изложена физическая сущность определения давления насыщения нефти газом, путем снятия графика распределения давления по глубине в вертикальном подъемнике фонтанирующей скважины. Отмечено, что при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений в зависимости от режимов работы фонтанной скважины существуют пять различных случаев распределения давления в дренажной зоне и в подъемнике скважины. Представлены соотношения устьевого, забойного, пластового давлений и давления насыщения для всех этих пяти случаев в виде неравенств.
Изложены результаты промысловых исследований по внедрению предложенного способа в фонтанных нефтяных скважинах морского месторождения «Дарвин Банкасы».
Представляет интерес вывод о том, что уменьшением значения давления насыщения, процессы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений улучшаются, повышается значение коэффициента нефтеотдачи. Поэтому, требуется разработать и внедрять новые мероприятия, понижающие значение давления насыщения.
Ключевые слова: давление насыщения, растворение газа, распределение давления, дренажная зона, ствол скважины, забойное давление, коэффициент нефтеотдачи.
Keywords: pebble-point pressure, gas solution, pressure distribution, drainage zone, well borehole, bottom-hole pressure, oil recovery factor.
В работе [2] была представлена первая информация о новом способе определения давления насыщения нефти газом, то есть о способе снятия графика распределения давления в фонтанирующем подъемнике.
Там же отмечены недостатки известного традиционного лабораторно-экспериментального способа определения этого параметра, а также изложена сущность предложенного способа, в том числе показаны последовательные операции промысловых исследований, выполняемых с этой целью.
Этот способ был применен в фонтанных нефтяных скважинах морского месторождения «Банка Дарвина».
При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений могут существовать следующие случаи:
1) газ начинает выделяться из нефти в дренажной зоне (в том числе и в призабойной зоне) скважины;
2) газ начинает выделяться из нефти на забое скважины;
3) газ начинает выделяться из нефти в стволе скважины (или в фонтанирующем подъемнике) на определенной высоте от забоя скважины.
4) газ начинает выделяться из нефти на устье (на буфере перед штуцером) фонтанной скважины;
5) газ начинает выделяться из нефти на выкидной линии фонтанной скважины после штуцера.
© Новрузова С.Г., 2016 г.
Промысловые исследования, проводимые с этой целью в фонтанирующих скважинах, то есть поинтервальные замеры давлений глубинным манометром показали, что в первом и во втором случаях график распределения давления в стволе скважины получается в виде одной монотонной кривой вогнутой относительно оси глубин. Эта кривая не дает возможность определить значение давления насыщения. Но это говорит о том, что газ начинает выделяться в дренажной зоне или на забое скважины. Точный вывод можно сделать только после проведения дополнительных промысловых исследований, дающих возможность получить график фактического распределения давления в дренажной зоне скважины в зависимости от пути фильтрации (от радиуса-вектора) от контура питания до скважины.
В третьем случае этот график состоит из двух частей: из нижней наклонной прямой и из верхней кривой, вогнутой относительно оси глубин. Абсцисса точки, соединяющей эти две части, дает значение давления насыщения нефти газом, причем в этой точке прямолинейная нижняя часть графика является касательной к криволинейной верхней части этого же графика.
В четвертом и пятом случаях график распределения давления в фонтанирующем подъемнике с забоя скважины до ее устья (до буфера) представляет собой одну наклонную прямую. По этим графикам тоже невозможно определить значение давления насыщения, так как у него отсутствует криволинейная часть.
Проведем анализ выше отмеченных возможных пяти различных случаев распределения давления в стволе работающей фонтанной скважины, то есть в фонтанирующем вертикальном подъемнике в зависимости от глубины.
Необходимо отметить, что существование каждого отдельного случая из этих пяти возможных, зависит от режима работы фонтанной нефтяной скважины.
В первом случае значение динамического забойного давления скважины меньше, чем значение давления насыщения, то есть при этом растворенный газ начинает выделяться из состава пластовой нефти в дренажной зоне или в призабойной зоне скважины. Чем ближе к контуру питания скважины начинает выделяться растворенный в нефти газ, тем хуже протекают процессы разработки нефтяной залежи. Если растворенный газ начинает выделяться в призабойной зоне пласта, то процессы разработки залежи протекают сравнительно лучше, так как радиус призабойной зоны меньше (3^4 м), чем радиус дренажной зоны скважины. В первом случае имеем следующее соотношения давлений:
Р < Р < Р < Р
уст. заб нас пл
Выделение растворенного газа из нефти в пласте (в дренажной зоне скважин) является нежелательным физическим явлением по следующим причинам:
- нефть в пласте дегазируется, ее вязкость в пластовых условиях увеличивается и ухудшается ее фильтрационная способность;
- в дренажной зоне пласта появляется двухфазный фильтрационный поток (газ-нефть) и появляются фазовые проницаемости пласта по нефти и по газу; свободный газ занимает определенную часть пор и каналов пори- стой среды (пласта) и количество пор и каналов для нефти уменьшается, что приводит к уменьшению дебита нефти скважины;
- выделение растворенного газа из нефти увеличивает коэффициент газонасыщенности пласта и уменьшает коэффициент нефтенасыщенности пласта в дренажной зоне скважин, что по кривым Викова и Ботсета [1], увеличивает фазовую проницаемость пласта по нефти в дренажной зоне скважины, а это приводит к уменьшению дебита нефти скважин, то есть к уменьшению добычи нефти залежи в целом и к увеличению добычи газа залежи в целом; в результате таких процессов, нефть в пласте быстро дегазируется и периоды фонтанирования скважин сокращаются;
- выделившийся из нефти свободный газ по каналам пористой среды фильтруется из пласта к эксплуатационным скважинам и окклюдированный в среде нефти свободный газ в виде мелких пузырьков не может проходить через узкие места поровых каналов и
закупоривают их, закрывая эти узкие места, то есть сокращают количество каналов для фильтрации нефти, происходит нежелательный эффект Жамена ;
- часть выделившегося из нефти газа по закону гравитации поднимается вверх в среде нефти, то есть происходит в пласте физическое явление, называемое сегрегацией газа и в верхней сводовой части нефтяного месторождения образуется газовая шапка; скважины, расположенные в свободной части нефтяной залежи полностью газируются и прекращают подавать нефть, поэтому эти скважины немедленно закрываются и по ним можно закачать сухой углеводородный газ в пласт (т.е. в газовую шапку); с другой стороны, сегрегация газа препятствует фильтрации нефти к эксплуатационным скважинам и уменьшает в определенной степени дебиты нефти этих скважин.
Все эти факты показывают, что выделение растворенного газа из нефти в пласте при снижении пластового давления ниже давления насыщения, ухудшает протекание процессов разработки, то есть уменьшает их эффективность, а также уменьшает значение коэффициента нефтеотдачи нефтяного месторождения. Поэтому нельзя допускать, чтобы пластовое давление падало ниже давления насыщения.
Однако с точки зрения эксплуатации фонтанных нефтяных скважин, подъем нефти с забоя скважины на дневную поверхность несколько улучшается, так как в первом случае из пласта к скважине поступает газонефтяная смесь и при подъеме вверх по подъемнику, газовые пузырьки расширяются, играя роль поршня, газовые подушки поднимают нефть порциями и направляют ее в выкидную линию фонтанной скважины.
На рис.1 представлены графики распределения давления по длине колонны лифтовых труб, работающей фонтанной скважины №648 морского нефтяного месторождения «Банка Дарвина» (график 1). Как видно, этот график получился в виде одной монотонной кривой, вогнутой относительно оси глубин, у этого графика отсутствует прямолинейная часть, по этой кривой нельзя определить значение давления насыщения.
1\|.1, =?,2 ЫПа
10
Р. МПа 12
200
400 Н=490м
600
800
1000
1200
1400
Н,м
> Р,»»= 11.2ЫГ
Скв.739
С'кв.648 /
1
2
Рис.1. Кривые распределения давления в фонтанирующих подъемниках скважин №№648 и 739 месторождения «Дарвин Банкасы»
По скважине №648 возможны следующие два случая: 1) газ начинает выделяться из нефти на забое скважины; 2) газ начинает выделяться из нефти в дренажной зоне работающей скважины. Однако требуется доказать- какой из этих двух случаев существует
в действительности. Это не простая задача и ее решение требует выполнения дополнительных трудоемких работ и промысловых исследований в рассматриваемой скважине.
На этом же рисунке 1 представлен график распределения давления по длине подъемника работающей фонтанной скважины №739 того же месторождения (график 2). Этот график состоит из двух частей: верхняя криволинейная и нижняя прямолинейная; координаты точки, показанной треугольником, являющейся границей этих частей графика дают глубину начала выделения газа из нефти Н = 490 м и значение давления насыщения Рнас = 5,2 МПа.
Во втором случае, на всем пути фильтрации нефти из контура питания до скважины, текущее давление меньше чем пластовое давление, больше чем давление насыщения, а на забое скважины динамическое давление равняется давлению насыщения нефти газом, то есть выделение растворенного газа из состава нефти начинает именно на забое скважины. Начиная с забоя скважины, кончая на устье скважины, в фонтанном подъемнике происходит движение газонефтяной смеси, как в первом случае, а в дренажной зоне фильтрационный поток является однофазным - отсутствует свободный газ, т.е весь газ находится в составе фильтрующейся нефти в растворенном состоянии. Как видно, второй случай распределения давления в фонтанном подъемнике, является наиболее выгодным случаем как с точки зрения разработки, так и с точки зрения эксплуатации нефтяного месторождения. Во втором случае имеем следующие соотношения между характерными давлениями, являющимися основными эксплуатационными параметрами режима работы фонтанной скважины:
Р < Р = Р < Р
уст заб нас пл
Третий случай распределения давления в дренажной зоне совпадает со вторым случаем, так как и в третьем случае, фильтрационный поток в дренажной зоне является полностью однофазным, то есть газ полностью растворен в нефти, и сводный газ отсутствует. Единственным отличием третьего случая по сравнению с первым и вторым случаями является то, что общий восходящий поток флюидов в фонтанном подъемнике с забоя до устья скважины, состоит из двух частей, то есть нижняя часть (прямая) является однофазным (нефть) потоком, а верхняя часть (кривая)- двухфазным потоком (нефть-газ). Это положение в скважине уменьшает в некоторой степени эффективность эксплуатации фонтанной скважины, то есть увеличивает потери давления в подъемнике.
Граница этих двух частей в подъемнике соответствует глубине, где растворенный газ начинает выделяться из нефти, то есть здесь давление флюидов равняется давлению насыщения нефти газом. Это означает, что в третьем случае, график распределения давления по глубине дает возможность определить значение давления насыщения и значение глубины этой границы. Чем ближе эта граница к забою скважины, тем лучше протекает процесс подъема нефти, а чем ближе эта граница к устью скважины, тем хуже протекает процесс подъема нефти.
В третьем случае имеем следующие соотношения давлений:
Р < Р < Р < Р
уст нас заб пл
В четвертом случае, абсцисса точки пересечения графика (прямая) распределения давления в подъемнике с осью давлений дает значение давления насыщения, а соотношения характерных давлений представляются следующими неравенствами:
Р = Р < Р < Р
уст нас заб пл
В пятом случае эти соотношения представляются таким образом:
Р < Р < Р < Р
нас уст заб пл
Для точного построения графиков распределения давления в работающем фонтанном подъемнике необходимо осуществить температурные поправки в значениях давлений, замеренных глубинным манометром, а для этого требуется замерять температуры максимальным термометром на тех же глубинах, где замеряли давления.
Последовательность замеров давлений на различных глубинах выполняется по направлению снизу вверх, а последовательность замеров температуры необходимо осуществлять - сверху вниз, притом последняя должна проводиться до замеров давлений на различных глубинах.
Представляет интерес то, что происходит с графиком распределения давления в работающем лифте при изменении режима работы фонтанной скважины. Ответ на этот вопрос можно получить на рисунке 2, где представлены три графика распределения давления в стволе при различных режимах работы фонтанной скважины №638 месторождения «Банка Дарвина».
Рис.2 . Кривые распределения давления в фонтанирующем подъемнике скважины № 638 месторождения «Банка Дарвина» при различных режимах работы
Как видно из этого рисунка, график 1 был снят при забойном давлении 7,2 МПа и газ начал выделяться с глубины 940 м; график 2 был снят при забойном давлении 8,8 МПа и газ начал выделяться с глубины 545 м; график 3 был снят при забойном давлении 6,15 МПа и газ начал выделяться с глубины 1170 м. На рисунке 2. точки начала выделения газа показаны треугольниками.
Значение давления насыщения во всех рассматриваемых трех режимах работы скважины получилось одинаковым и равным Рнас = 5,8 МПа.
Анализ показал, что с увеличением динамического забойного давления фонтанной скважины, точка начала выделения газа приближается к устью скважины.
Из этих трех режимов работы скважины, наилучшим считается третий режим, так как, точка начала выделения газа из нефти получается наиболее близким к забою скважины, по сравнению с режимами работы 1 и 2, и криволинейная верхняя часть графика является самой длинной.
Если построенный график распределения давления в фонтанирующем подъемнике получается только одной кривой, вогнутой относительно оси глубин, то изменяя режим работы фонтанной скважины, т.е. увеличивая динамическое забойное давление скважины
можно получить график распределения давления, состоящий из двух частей и таким образом определить значение давления насыщения нефти газом.
В других случаях, если график получается в виде одной наклонной кривой, то для достижения этой цели необходимо уменьшить значение динамического забойного давления.
Заключение.
1. Успешно освещена физическая сущность предложенного способа- определения давления насыщения нефти газом путем снятия графика распределения давления в подъемнике фонтанирующей скважины.
2. Отмечено, что при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, в зависимости от режимов работы фонтанной скважины, существуют три случая распределения давления в дренажной зоне и в подъемнике: растворенный газ начинает выделяться из нефти в дренажной зоне, на забое скважины и в стволе скважины на определенной высоте от забоя.
3. Показаны соотношения устьевого, забойного, пластового давлений и давления насыщения для всех трех случаев распределения давления на пути фильтрации в дренажной зоне и на пути восходящего потока в подъемнике фонтанирующей скважины.
4. Представлены результаты промысловых исследований по внедрению предложенного способа в фонтанных нефтяных скважинах морского нефтяного месторождения «Банка Дарвина».
5. Оптимальный режим работы нефтяной фонтанной скважины получается при забойном давлении, равном давлению насыщения нефти газом, то есть во втором случае распределения давления в пласте и в скважине.
6. Из трех случаев самым худшим является первый случай, когда газ выделяется из нефти в дренажной зоне, при этом эффективность процессов разработки получает минимальное значение.
7. С уменьшением значения давления насыщения, процессы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений улучшаются, повышается значение коэффициента нефтеотдачи. Поэтому, требуется разработать и внедрять новые мероприятия, понижающие значение давления насыщения.
Литература
1. Ш.К.Гиматуддинов и др. -Физика нефтяного и газового пласта//Москва, Недра, 1982, 390 стр.
2. Новрузова С.Г. - Способ определения давления насыщения нефти газом в работающем фонтанном подъемнике: Тезисы доклада «Десятая международная научно-практическая нефтегазовая конференция», Ставрополь, 21-23 октября 2013 г, 2 стр.
